Si autoproteggono ! , quando bruciano li sostituisci , tanto costano quanto una eventuale protezione sulla CC....

Oltretutto , sbaglio o sono gia' vecchi , fra un po' li regaleranno insieme ai pannelli e ci faremo un sopramobile , visto che dal 1 luglio non potranno piu' essere montati ?!

@MizioB
Si nella discussione parlavi dei problemi per collocare iltuo impianto. Pero' c'e' anche l'alternativa Solaredge, piu' collaudata ed economica.
Sul passaggio di cavi francamente non so'. Se guardo il mio impianto, che pero' e' singola falda con singola stringa, penso non ci possa essere nulla di piu' semplice.

@Maurizio
Sono gli stessi problemi degli inverter di stringa, solo piu' in piccolo.
In questo esemplare di mininverter (Enphase M215) ci sono forti dubbi sulla minima tensione di lavoro. Pero' c'e' la considerazione generale della capacita' del mininverter di trovare il punto di massimo globale dell'impianto, ch in questo caso e' fatto da un solo modulo articolato in piu' sottostringhe, tipicamente 3.

Il problema e' la caratteristica degli MPPT standard di funzionare ad inseguimento del massimo locale, tipicamente con algoritmi tipo "perturb and observe", che assumono che il nuovo massimo sia sempre nei pressi del vecchio.
Molto carina questa animazione fatta dalla SMA in proposito: http://www.sma.de/en/products/knowle...obal-peak.html.

L'MPPT ad inseguimento locale tende a fare piccoli spostamenti ripetuti. Ad esempio per un'ombra che sale su una sottostringa la corrente tende a decrementare lentamente e l'MPPT la insegue per mantenere la potenza al massimo possibile, coinvolgendo tutto l'impianto. Ma se tenesse fermo il carico sull'impianto nel momento in cui la cella non riesce a farvi fronte si avrebbe l'inversione di tensione ai capi della sottostringa e l'attivazione dei diodi di bypass, esclusione della sottostringa interessata dall'ombra ed aumento di potenza della parte d'impianto rimasto attivo.
Come si vede dall'animazione il massimo globale non e' piu' raggiungibile tramite inseguimento locale nell'intorno del massimo corrente che e' diventato un massimo locale.
Questo provoca un crollo della produzione anche per piccole ombre.

Per risolvere il problema si fa' una scansione globale della curva V-I dell'intero generatore e ci si riposiziona sul massimo globale.
L'algoritmo che io sappia e' implementato da SMA e Powerone (non su tutti i modelli).

Anche i mininverter, se non dotati della scansione globale, sono soggetti allo stesso problema, una piccola ombra fa' crollare la produzione dell'intero modulo quando la perdita potrebbe essere limitata alla sola sottostringa interessata.

In realta' il modo in cui reagiscono gli inverter senza global scan alle ombre parziali non e' molto chiaro, in alcuni casi i diodi vengono attivati abbastanza bene in altri no, questo anche per lo stesso modello d'inverter. Sul forum Abbiamo visto diversi casi di impianti con potenza fortemente penalizzata da piccole ombre (ed altri che le sopportavano brillantemente).

Quindi in caso di ombre io mi sento di consigliare inverter con global scan o sistemi ad ottimizzazione di modulo.
I sistemi con MPPT su singolo modulo tipo Solaredge e mininverter in realta' non fanno altro che spostare il problema sul singolo modulo, che in effetti migliora le cose, ma non elimina del tutto il problema.

ciao

Hai perfettamente sintetizzato anni di discussioni e prove sulle ombre e sistemi per far rendere al meglio!

Alla fine allora a che servono ? se si scopre che anche negli impianti in ombra fanno una cippa !
A parte il fatto , come dice qualcuno , il giochino spettacolare di vedere 4 grafici sul pc

mica vero. testati sia solaredge che microinverter e funzionano, non producono energia con il buio ma evitano molte problematiche di ombre.
di contro il fatto che ne siano stati installati 1milione in usa non dovrebbe fare molto testo, perchè le normative, le competenze e l'impiantistica usa è da V mondo rispetto alle norme eu.
quindi l'installatore medio può preferire le cose semplici. cioè prendi attacca fai la calata metti fusibilone finito impianto.

Bene ! mi hai convinto , quando a giugno saranno su ebay a 10euro l'uno ne prendo un paio per un progetto che ho in mente

microinverter

leggendo i vostri commenti mi è venuto un dubbio ovvero tra poco si dovranno usare inverter aventi ulteriori requisiti;
questi microinverter enphase o involar sono già a norma e aggiornati per il futuro?
grazie

Il problema sara' generale , in questo momento non esiste un inverter allacciabile o almeno presentabile come fine lavori dopo il 20-30 giugno http://www.energeticambiente.it/legi...-si-ferma.html

Se gentilmente mi/ci farete sapere se ciò avverra ne acquisterei anche io un pò.Anche se ne dubito,piu facile che facciano la fine delle arance o di essere venduti in paesi che non hanno (ancora)tutte queste norme (+/- cio che vorrei fare io )

Beh! La mia idea sarebbe (come avevo gia' accennato) un pannello dove abito in condominio, l'impianto completo non lo posso fare , ma metterne 1 per coprire il fabbisogno di fondo dell'abitazione quei 80-120w fissi che ci sono.
Naturalmente la mia era una battuta , ma non tanto fuori dalla realta , se i microinverter non sono riprogrammabili, almeno nei parametri della DK enel ,col cavolo che potranno essere montati, quindi chi li avra' in casa (come distributore) dovra' disfarsene o sbaglio ?!
E qui mi viene il dubbio : visto che gli americani e' stato scritto che sono piu' avanti di noi e che ne hanno montati 1 milione , ma i problemi di fuori che stanno venendo fuori in Eu non dovevano averli anche loro ?!

Quel "in realta'" sta a significare che i tuoi dubbi in realta' sono certezze.

Fuor di questo, e completamente OT, segnalo questo link... altro giro, altra tecnologia.

http://www.tigoenergy.com/it/brochur...ching_Ital.pdf

mp

Eccoo la', noi stiamo qui a discutere di mininverter e quelli sono gia' molto piu' oltre .
E chissa' quanto costano questi gioiellini, se ricordo bene qualcuno a gia' riportato un preventivo offertogli con gli aggeggi Tigo, vantata una produzione in piu' del 30 %.

A me stanno benissimo visto che sono adatti al retrofit, vorra' dire che tra 5 o 10 anni quando il prezzo sara' calato me l'installo, tre per modulo.

ciao

Tutto questo non fa altro che confermare quanto discusso finora, ovvero che qualunque sistema basato su MPPT, per quanto prestante non consente in ogni caso di ottimizzare la produzione del singolo modulo fotovoltaico.
Conferma inoltre che l'adattamento della stringa stressa i moduli più performanti.
Conferma che occorre montare ad ogni modulo fotovoltaico un ottimizzatore per sfruttarlo pienamente.
Insomma è una specie di compromesso tra inverter tradizionale + tigo per ottimizzare mppt.
Ma a questo punto se devo complicarmi l'impianto con tigo, forse forse è preferibile il microinverter che già fa tutto di suo.
Relativamente al problema del 1° luglio, e manca poco, nessun inverter è in fascia verde alla data di oggi, quindi nessuno rispetta la direttiva.
Cosa accadrà che non si montano più inverter ed il fotovoltaico muore lì o che concedano più tempo per adeguarsi.
Ed in ogni caso gli impianti in funzione come dovranno adeguarsi.
Credo ci sia un problema di fondo, è come se mi dessero gli incentivi statali per l'acquisto di una vettura euro 5 e dopo un anno mi dicono che devo spendere 5.000 euro perchè la legge dice che devo per forza essere euro 6.
E fra 10 anni cosa pretenderanno con la scusa di adeguamenti o altro, e fine vita dell'impianto cosa accadrà
In più dal 1° Luglio scattano i contributi raee e l'obbligo di denuncia degli impianti in essere per monitorarne lo smaltimento.
O potranno dirmi che il valore degli incentivi pregressi acquisiti non è più quello ma un'altro perchè non rispetto la norma ? o perdo addirittura il beneficio.
Tutta questa benzina sul fuoco non è che incentivi molto il FV, anzi personalmente mi fa paura.

D'accordo su tutto!!

Ciao,
a parte certe frasi che sembrano prese da un traduttore e che sembrano riferirsi più ad un barbecue, ci sono degli assunti che lasciano perplessi, a proposito dei tempi di risposta degli MPPT in presenza del fenomeno cloud edge.
Scrivono che quando in realta sono al massimo secondi.
Anche tutta la pippa sul paragone con un circuito accordato non mi convince affatto nel contesto PV, in ogni caso il guadagno è pari a quello di scorticare una pulce per ricavarne la pelle.
Sul mismatch a livello di impianti domestici il guadagno è quello descritto sopra, su impianti importanti configurati con parecchi paralleli/serie su unico MPPT qualcosa si recupererà certamente ma non credo necessario il controllo pannello per pannello, e allora perchè non cella per cella?
Sono convinto che si può ottenere un risultato analogo con un buon mismatch dei pannelli in fase di installazione ed un maggior numero di inverter/mppt al posto di un inverterone centralizzato.

Tanto per far vedere qualche dato metto una tabella , che avevo fatto ai tempi del montaggio , coi dati dei flash test dei miei pannelli sul 3kw , ho fatto il conto teorico della potenza pannello per pannello e la potenza con tutti in serie , come si vede in serie pur avendo una Pnominale di 2,990kw e essere tutti tolleranza positiva mi trovo con una potenza inferiore :

Vmp Imp Pnom
27,91 8,38 233,89
28,06 8,27 232,06
28,06 8,27 232,06
27,89 8,37 233,44
28,17 8,29 233,53
28,77 8,08 232,46
28,80 8,08 232,70
29,34 8,03 235,60
28,89 8,17 236,03
28,84 8,17 235,62
28,89 8,16 235,74
28,97 8,08 234,08
29,31 8,11 237,70
371,90 8,03 3044,91 Potenza teorica
2986,36 Potenza data da Vmp x Imp minima

Morale della favola : 3044,91/2986,36 con la mia calcolatrice fa' : 1,019 cioe' il 2% teorico in condizione senza ombre e STD .....

quindi nel mio caso di 3100kwh effettivamente prodotti nell'ultimo anno avrei potuto avere il 2% in piu' cioe' 62kwh (tutto fa') dopo 20 anni 1240kwh cioe' 500eurozzi circa , non sono in grado di fare il raffronto perche' io sto' prendendo il CE del 2010 ma anche il prezzo inverter 2010 , lascio a voi fare i conti coi prezzi attuali sia di incentivo che dei componenti.

Non ho ancora preso posizione sui micro inverter perche' non so come funzionano (elettronica, algoritmi, modelli matematici). Ho notato pero' che ispirano immediata e incondizionata simpatia o antipatia, che la minima tensione MPPT e' alta, che non si sa come proteggere loro e il campo dalle sovratensioni, che la potenza massima in uscita e' un po' scarsina e che troppo scarsa e' la documentazione e la letteratura tecnica non tanto sull'argomento in generale, ma su questi microinverter in particolare.

Per Tigo non so che dirti e non lo conosco: ho letto in fretta e solo in parte il documento lincato e null'altro... raccolto, gettato e ritirata subito la mano. A qualcuno e' piaciuto subito, ad altri meno.

mp

acc. e io che me lo so letto tutto
No, era interessate ma pur sempre un documento commerciale.
Riguardo i microinverter non ho pregiudizi e leggo con interesse i post dove se ne parla.

spider61
non credo che riuscirai a recuperare tutta la differenza.

Infatti quella e' la teorica , poi in pratica con T piu' alte sara' inferiore .

Altro dubbio che mi viene :
come fanno ad avere un rendimento cosi' elevato dovendo innalzare la tensione da 25-30V CC a 230V CA ?!?!

Spider questo conto potrebbe sembrare prudente ma in realta' e' semplicemente sbagliato.
Se faccio una stringa con questi moduli l'MPPT dell'inverter si posizionera' sul valore di Vmp e Imp per l'intero generatore, cioe' la tensione e corrente tali che la potenza della stringa sia massima.
Un modulo fotovoltaico ha una sua curva V-I caratteristica, il cui valore (medio / a campione, comunque siamo li') e' dato nel datasheet. Allego un esempio dello Sharp ND-R240A5 (preso qui: http://www.greeneconomy.it/brochure/...220-250_en.pdf), i valori del punto di massima potenza sono sufficientemente vicini a quelli dei moduli in esame da confrontare direttamente le differenze di corrente.

Quindi se faccio lavorare un modulo ad una certa corrente la sua tensione si posizionera' al valore corrispondente, ma seguendo la sua curva V-I caratteristica.

Nel tuo caso mi aspetterei che l'MPPT si posizioni (chiaramente nelle condizioni STC) sulla corrente media piu' che sulla corrente minima. Il valore e' 8.19 A.
Ne segue che tutti i moduli lavorano fuori dal loro punto di massima potenza MPP, ma con uno spostamento infimo del valore di corrente, da -0.19 A (il modulo con Imp 8.38) a +0.16 A (il modulo con Imp 8.03).

Se adesso guardiamo l'ingrandimento delle curve caratteristiche del modulo che allego si vede che la tangente alla curva V-I (diciamo quella per 1000 W/mq ma per le altre cambia poco) nel punto di massima potenza e' una diagonale a circa 45º, quindi per piccole diminuzioni di corrente nell'intorno del MPP avro' corrispondenti aumenti di tensione.
Quindi se un modulo lavora a corrente leggermente inferiore alla sua Imp non lavorera alla sua Vmp ma ad una tensione leggermente superiore.

Se si guarda la curva V-W, cioe' la potenza in funzione della tensione si vede che nell'intorno del MPP c'e' un cocuzzolo e che piccole variazioni di tensione in quell'intorno danno una piccolissima variazione di potenza.
La quadrettatura corrisponde a 1 A in verticale e 5 V in orizzontale, un valore di 0.19 A quindi corrisponde a 1/5 di quadretto in verticale, a un tale spostamento sulla curva V-I corrisponde una discesa sulla curva V-W davvero minimo, quasi trascurabile.
Se si guardano le curve ai valori di irradiazione inferiore si vede che il cocuzzolo della curva V-W e' ancora piu' largo, quindi differenze ancora piu' piccole.

Con il tuo calcolo invece forzi il valore di corrente a 8.03 ma lasci invariata la tensione al valore di Vmp specifico del modulo, e' come se nel diagramma invece di seguire la curva caratteristica del modulo tirassi un segmento verticale passante per l'MPP fino a scendere al valore di corrente supposto. Ma non seguiresti la curva quindi non e' questo che succede.

ciao

Bello questo scambio di considerazioni (andrebbe aperto una specifica discussione sul mismatch)
Io ho considerato che si creasse la peggior situazione , come giustamente mi fai notare se anche la corrente si adeguasse al modulo peggiore , avrei un aumento della tensione dei pannelli a maggior corrente , quindi minore perdita di quello che avevo ipotizzato.
Questa cosa la si vede bene quando ho una stringa in cui un pannello ha una ombre lieve , dove mi aumenta la tensione .....

Ma che razza di esempio del cavolo.

mp

Chiedo scusa Maurizio Paganelli per l'esempio poco felice riportato, ma è l'unico che mi è venuto in mente.
La questione riguarda il così detto " grid connect " normativa cei 0-21 che entra in vigore dal 1° Luglio 2012, di cui alcuni hanno sollevato il problema.
Ancora non è chiaro cosa dovrà fare chi aveva già un impianto in funzione precedentemente senza tale tecnologia.
Ritengo che non sarà consentito di rimanere nello statu quo per 20 e più anni senza obbligo di intervenire.

em

Da quel poco che ho letto e capito , casomai devono darti loro qualcosa per l'adeguamento degli impianti gia' allacciati .....

Ad oggi se uno vuole comprarne uno di questi microinverter e' in grado di farlo , io sarei anche per il PO ?

La CEI 0-21, regola tecnica e non norma, credo abbia il solo, emergenziale scopo, di preservare la sicurezza funzionale della rete, e quindi la sicurezza e la funzionalita' della societa' tutta.

Alle grid ci si pensera' quando non si avra' altro di piu' importante a cui pensare.

mp

Capisco il punto di vista del Paganelli. CIONONOSTANTE RIQUOTO il/la Meli.

diezedi, il ... il.... non la
Senza offesa per nessuna sia chiaro.

Ma dall'avatar una così giovane, carina, sensuale.
Che scrive in un forum tecnico di fotovoltaico di microinverter e di ottimizzazione MPPT.
Ma ndò la trovi oggi ???
Sarebbe o da sposare subito o da starle a debita distanza.
Credo che sia per questo che 4 anni or sono gli americani della enphase non hanno risposto alla mia email . ora ho realizzato!

Buongiorno
Io sono molto interessato a questi MI, infatti sto cercando di raccogliere più info possibili in merito.
Io non vedo tanti svantaggi.. anzi, costano di più è vero, ma in parte risparmi da altre parti.
L'unico dubbio che ho è: ma funzioneranno bene questi inverter che sono posizionati in cima al tetto, sotto il modulo con una temperatura estiva di 70°/80° ???? Ho sempre pensato che le alte temperature fossero nemiche degli inverter... qualcuno sa rispondermi?

il grafico allegato mostra un ombra data da una casa a sud, più una torretta più una gru di cantiere su un campo fv.
potete vedere come variano di molto le potenze.
in questo caso potete calcolare da soli la perdita, se non ci fosse stato un sistema distribuiot ( in questo caso s.edge ma microinverter sarebbe lo stesso )

saluti,
A.

sistemi di monitoraggio microinverter Enphase Energy M215

Buongiorno Elisabetta,
mi rivolgo a lei perchè mi pare di capire sia una ottima conoscitrice del prodotto. Da una ricerca sul web intuisco che l'Envoy, l'interfaccia remota commercializzata da Enphase E., richieda la presenza di un collegamento in banda larga sempre attivo, per il trasferimento dei dati provenienti dai singoli moduli. E' effettivamente così? E per chi non disponesse di un collegamento in banda larga sempre attivo ma non volesse rinunciare nè ai m.i., nè ad un sistema di monitoraggio, ci sono delle alternative?
Grazie
Cordiali saluti.

Dipende da dove vuoi monitorare.
Il collegamento internet serve per vedere i dati da remoto. In locale ti basta un PC collegato tramite la presa eternet o tramite un router o direttamente.
Il monitoraggio viene poi fatto tramite interfaccia web
Ciao